技术
，为给炉后脱硫系统营造良好反应环境，又能尽量保护脱硫后系统设备（引风机、烟囱、烟道等）的安全（减少腐蚀）。烟气温度尽量控制在68℃以上。同时，通过对吸收塔出口温度及SO2排放浓度的监控，调节喷水量及吸收剂加入量，保证最佳的脱硫效果。考虑到脱硫水耗，降低发电成本，炉后脱硫水耗控制在135g/kwh为宜。
3.2.4提高吸收剂品质
炉后脱硫系统吸收剂的品质直接影响脱硫效果和脱硫经济性。
首先，CaO的纯度越高、活性越好，CaO在消化器内反应生成有效的Ca(OH)2就越多，参与脱硫反应的有效钙就越多，脱硫性能就越好。
生石灰粉的含水率要低，以小于1%为宜。
生石灰粉粒径对炉后脱硫反应工况具有决定性的影响。生石灰粉粒径越细直接反应在消石灰粉颗粒就越细，参与反应的比表面积就越大，吸收塔内的脱硫反应就越好，吸收剂的用量就越低。
因此，在采购环节允许的情况下尽量提高生石灰粉的纯度、降低含水量，提高生石灰粉细度，经调查研究，生石灰粉的细度在325目，过筛率90%为最佳，且采购成本不会提高太多。3.3炉内和炉外脱硫两级系统互相补充、相互配合
当锅炉负荷较低时，可以利用炉内脱硫系统保证脱硫排放达标，当炉内脱硫系统不能满足脱硫排放要求时，炉后脱硫系统少量投入脱硫剂，控制SO2排放浓度。
当炉内脱硫系统故障、检修或机组投入AGC快速升负荷时。床温、床压等参数难以控制在脱硫系统经济参数时，加大炉后脱硫系统投入，在保证脱硫排放达标的前提下，减少不必要的浪费，从而起到节能、增效的目的。
但首先要清楚排放指标，循环流化床锅炉排放指标为：2014年7月1日前：SO2≤400mg/Nm3。2014年7月1日后：SO2≤200mg/Nm3。
为此，从经济性考虑，炉内脱硫应控制在600mg/Nm3以下为最佳，最重要的是保持稳定运行。
3.4节能控制
当机组负荷低于75%时，炉后脱硫系统需开启清洁烟气再循环风挡，从引风机出口引出的洁净烟气给炉后脱硫系统补充风量，维持脱硫系统的正常运行。而这部分风除了维持炉后脱硫系统正常床压以外，没有其他用处，只是白白耗用了厂用电。而电厂受地区影响，发电负荷基本都在45-70%区间，脱硫系统清洁烟气再循环风挡基本常开，造成厂用电率偏高。
为解决这一问题，炉后脱硫进行了优化和调整。具体做法是，降低清洁烟气再循环风挡开启最小风量指令，由原来1400km3/h（脱硫厂家给定的数值）降到1100km3/h，同时减少脱硫灰循环量，脱硫床层压降由原来的1.2-1.4kpa,调整为1.0-1.2kpa，保障烟气流速不发生大的变化，不影响脱硫效果。由此，引风机电流由原来2*200A降到2*150A，节电效果非常明显。机组负荷高于60%后无需开启清洁烟气再循环风挡。
3.5协调配合
协调配合是达标排放很重要的部分，更是经济性最佳的保障。
值长要在满足排放达标的前提下，计算好炉后、炉内排放的比例以达到最经济工况下运行。
定期和不定期组织专业人员进行分析、调整各项参数。形成奖惩长效机制。
总之，根据锅炉负荷优化调整炉内及炉外脱硫投用，精细调整各项参数，在保证脱硫排放达标的前提下，最大限度提高脱硫剂利用率，最小投入脱硫剂，降低发电成本。
经过生产现场技术人员的调整和优化运行，目前脱硫系统脱硫效果更加突出。烟气最小风量控制在1100km3/h，床层控制在1.0kpa,节能效果明显。SO2排放指标可长期控制在40mg/Nm3以下，并有能力控制在5mg/Nm3以下。钙硫比有较大降低，基本达到设计值。
4节能效果
结束语：华能白山发电公司通过技术调整和运行优化，在几乎零投入的情况下，脱硫系统运行稳定，各项排放指标优良，优于同类机组，并有能力达到超低排放。系统占用厂用电率大幅降低，年节约685万至818万元。
在节能挖潜上，华能白山发电公司新的计划已经在陆续实施，如加装低温省煤器、加装预除尘器、吸收塔塔底加装仓泵等一系列的技改推进，生产现场的节能、降耗会有更大的提升。
